INFLUÊNCIA DO TIPO E DA CONCENTRAÇÃO DE QUEBRADORES DE GÉIS NO PROCESSO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO

Abstract

The fracturing fluid (fracturing gel) transports solids responsible to suspend the fracture zone (sand, bauxite or ceramic material), which are responsible to promote an effective canal and permanently opened about the flux of hydrocarbons after to finish the pumping. In this context, the main objective of this work is evaluate the performance of different kind (hydrochloric acid, ammonium persulfate and calcium chloride) and concentrations of breakers (5%, 15%, 30%) as function of rheological properties of fracturing fluid. According to results obtained, it can be proved that hydrochloric acid (HCl) 15% used as breaker is responsible to generate obstructions and to promote formation damage. What Every Representative, Environmentalist, Regulator, Reporter, Investor, University Researcher, Neighbor and Engineer Should Know About Estimating Frac Risk and Improving Frac Performance in Unconventional Gas and Oil Wells, SPE152596-MS.

Headnote

Submetido 10/10/2016 - Aceito 12/12/2016

DOI: 10.15628/holos.2017.5196

RESUMO

Umas das técnicas mais utilizadas até hoje para auxiliar o aumento da produçâo de óleo e gás de reservatórios subterráneos é o fraturamento hidráulico. Nesta técnica, um fluido viscoso é bombeado para o fundo do poço a uma pressäo suficientemente elevada, visando a criaçâo de uma fratura de alta condutividade na formaçâo de interesse. O fluido de fraturamento (gel de fraturamento) transporta sólidos responsáveis pela sustentaçâo da fratura (areia, bauxita ou cerámica) os quais asseguram a existencia de um canal efetivo e permanentemente aberto ao fluxo de hidrocarbonetos após o fim do bombeio. Normalmente, as soluçoes poliméricas säo extensivamente utilizadas na preparaçâo desses géis. Uma característica importante destes é ser facilmente quebrado no fim da operaçâo, para que os seus residuos näo venham a tamponar os poros recém-criados. De acordo com a literatura, um gel completamente quebrado (Linear ou reticulado) é aquele cuja viscosidade é aproximadamente menor que 10 cP. Com isso, o objetivo deste trabalho consiste em avaliar a eficiencia de diferentes tipos e concentraçoes (5%, 15%, 30%) dos "quebradores de gel" (Ácido Clorídrico, Persulfato de amônio e cloreto de cálcio) em funçâo das propriedades reológicas do fluido de fraturamento. De acordo com os resultados obtidos podemos afirmar que o HCl 15% utilizado como quebrador, apesar de promover a quebra completa do gel acaba gerando alguns transtornos associados ao reservatório, podendo promover obstruçoes e acarretando um aumento no dano a formaçâo. O cloreto de cálcio funcionou mais como um agente de precipitaçâo do que propriamente como um quebrador. Assim, o persulfato de amônio, foi entre os quebradores estudados, o mais eficiente no processo de faturamento hidráulico tendo em vista os menores valores de viscosidade.

PALAVRAS-CHAVE: Fraturamento hidráulico, géis de fraturamento, quebrador de géis.

ABSTRACT

Nowadays, one of the most important techniques used to promote the increase of production of oil and gas in reservoirs is the hydraulic fracturing. This technique, a viscous fluid is pumped to borehole under high pressure, aiming the creating of fracture with high conductivity about zone of interest. The fracturing fluid (fracturing gel) transports solids responsible to suspend the fracture zone (sand, bauxite or ceramic material), which are responsible to promote an effective canal and permanently opened about the flux of hydrocarbons after to finish the pumping. Normally, polymeric solutions are extensively used to prepare fracturing gels. These hydrogels present high viscosity in low concentrations of polymer. One important characteristic refers to the gel break process after the fracturing process due to possibility of obstruction by residues generated during this process. A gel is considered totally broken (linear or crosslinked) when its viscosity reaches values below 10 cP. In this context, the main objective of this work is evaluate the performance of different kind (hydrochloric acid, ammonium persulfate and calcium chloride) and concentrations of breakers (5%, 15%, 30%) as function of rheological properties of fracturing fluid. According to results obtained, it can be proved that hydrochloric acid (HCl) 15% used as breaker is responsible to generate obstructions and to promote formation damage. The breaker calcium chloride (CaCl2) was more efficient as precipitation agent than breaker. Amonium persulfate presented the higher values of breaking compared to others breakers, in view of the values of apparent viscosity less than 10 cP.

KEYWORDS: Hydraulic fracturing, fracturing gels, gel breakers

1INTRODUÇAO

A técnica de estimulaçao através do fraturamento hidráulico tem como objetivo aumentar a produtividade de poços de petróleo ou gás. Nesta técnica, um fluido viscoso (normalmente naoNewtoniano) é bombeado para o fundo do poço a uma pressao suficientemente elevada, visando a criaçao de uma fratura de alta condutividade na formaçao de interesse. A fratura inicia-se junto a parede do poço e propaga-se em direçao ao interior da formaçao a medida que o fluido é injetado. O fluido de fraturamento transporta sólidos responsáveis pela sustentaçao da fratura (areia, bauxita ou cerámica), os quais asseguram a existencia de um canal efetivo e permanentemente aberto ao fluxo de hidrocarbonetos após o fim do bombeio (GROTHE, 2000; KING, 2012)).

De acordo com Oliveira (2012), existem diversas aplicaçöes para o fraturamento hidráulico, entre eles, algumas como: Aumento da área de drenagem ou o contato entre a formaçao e o poço; Aumento da vazao de hidrocarbonetos produzidos de reservatórios de baixa permeabilidade ou de poços danificados; Conexao de fraturas naturais; Reduçao da queda de pressao ao redor do poço a fim de minimizar a produçao de areia ou minimizar problemas como a deposiçao de asfaltenos e parafinas. Desta forma, o fraturamento poderá agir permitindo, facilitando ou ainda acelerando a produçao de hidrocarbonetos presentes no reservatório.

Duas etapas básicas estao envolvidas nesta técnica, a primeira é a injeçao do fluido e a outra é a colocaçao de um agente propante com o objetivo de manter a fratura quando a aplicaçao da pressao for aliviada. Para a retomada da produçao, a quebra do gel é necessária para manter a alta condutividade da fratura. Este processo é feito pela injeçao de um quebrador, que reage com as cadeias do polissacarídeo promovendo sua degradaçao ao longo do tempo (PEREIRA et al, 2011; BARATI et al, 2009; VENGOSH et al, 2014).

Porém, os fluidos de fraturamento podem causar dano a formaçao e/ou a condutividade da fratura devido a presença em meio poroso de: emulsöes, precipitados, argilas ou outros finos, fluido com alta viscosidade ou residuos insolúveis. O dano causado por fluidos aquosos viscosos resulta de dois mecanismos: Residuos insolúveis contidos inicialmente no fluido de fraturamento ou que foram formados durante a degradaçao do fluido; Alta concentraçao de polímero na face da fratura devido a perda de fluido para a formaçao (STRINGFELLOW et al,2014).

Nesse contexto, as soluçöes poliméricas sao extensivamente utilizadas na preparaçao de géis de fraturamento hidráulico. Esses hidrogéis apresentam elevada viscosidade em baixas concentraçöes de polímero, devido a presença de ligaçöes cruzadas entre as cadeias poliméricas. Além de possuir essa elevada viscosidade, para garantir uma boa capacidade de suspensao e transporte do agente propante ao longo da fratura durante o processo de injeçao, o fluido de fraturamento deve possuir a característica de ser facilmente quebrado no fim da operaçao, para que os seus residuos nao venham a tamponar os poros recém-criados, mantendo, portanto, a elevada condutividade da fratura durante a fase de produçao. No entanto, o uso de fluidos poliméricos resulta em uma quantidade de residuos que permanece na fratura após o tratamento.

O processo de quebra de gel é um ponto importante a ser estudado, pois o mesmo está intrinsicamente associado ao dano a formaçao. O polímero presente em fluidos de fraturamento convencionais pode reduzir a produçao do poço devido a formaçao de reboco nas faces da fratura e de residuos dentro do pacote do agente de sustentaçao. A quebra do gel possibilita o retorno rápido do fluido para a superficie, facilitando a limpeza da fratura, no caso da aplicaçao dos géis em fraturamento hidráulico. Diante desse cenário constitui um desafio chave o entendimento do efeito que cada tipo de quebrador utilizado exerce sobre as propriedades reológicas e estruturais dos géis de fraturamento, de forma a minimizar o dano a formaçao. Logo, o objetivo deste trabalho consiste em avaliar diferentes concentraçöes dos "quebradores de gel" (Ácido Clorídrico, Persulfato de amônia e cloreto de cálcio) em funçao das propriedades reológicas do fluido de fraturamento utilizado (Hidrogel a base de hidroxipropilguar).

2MATERIAIS E MÉTODOS

2.1. Materiais

Os materiais utilizados na preparaçao dos géis poliméricos foram: hidroxipropilguar (HPG) e o ácido bórico (H3BO3) ambos doados pela PETROBRAS. O cloreto de potássio (PROQUÍMIOS), hidróxido de sódio (IMPEX) foram utilizados de grau analítico. Da mesma forma, os quebradores ácido clorídrico (PROQUÍMIOS), persulfato de amônia (LABSYNTH) e cloreto de cálcio (PROQUÍMIOS).

2.2. Preparaçao dos géis reticulados

Os géis poliméricos (Tabela 1) foram preparados em um agitador Hamilton Beach (1 bbl/equivalente - 350,5 mL), adicionando sequencialmente todos os aditivos. Os aditivos foram incorporados ao fluido em intervalos de 10 minutos e, posteriormente o processo de reticulaçao foi concluido com a adiçao de 1 ml de hidróxido de sódio (8 M).

2.3.Processo de Quebra dos géis reticulados

Os géis foram submetidos a diferentes temperaturas (50°C, 75°C e 100°C) em presença de diferentes concentraçöes (5%, 15% e 30%) de cada quebrador (ácido clorídrico (HCl), persulfato de amônia ((NH4)2S2O8) e cloreto de cálcio (CaCl2)) em funçao da cinética do tempo. A eficiencia de quebra foi avaliada com base na massa restante de polimero (g) e na reduçao da viscosidade para valores próximos de 10 cP.

2.4.Análise de Perda de Massa

A avaliaçao de perda de massa dos géis foi realizada utilizando um aparato contendo um funil Büchner acoplado a um becker, onde os géis juntamente com os diferentes quebradores foram colocados e submetidos a diferentes temperaturas durante 3 horas, onde com base na reduçao da perda de massa na fase superior, foi possível calcular o percentual de residuo pós-quebra (Equaçao 1). Diferentes temperaturas, tempo e concentraçöes do quebrador foram avaliados.

(ProQuest: ... denotes formula omitted.)

Onde: AP indica o diferencial da pesagem do sistema inicial e final, o Sg e Ssg representa peso inicial e final do sistema (g), respectivamente.

2.5.Determinaçao do grau de turbidez das amostras

De acordo com a literatura, a turbidez representa a medida da dificuldade de um feixe de luz atravessar uma certa quantidade da amostra selecionada. Essa mediçao é feita com o turbidímetro, que compara o espalhamento de um feixe de luz ao passar por uma suspensao padrao. Quanto maior o espalhamento, maior será a turbidez da amostra. Dessa forma, o teste de turbidez foi realizado em um equipamento de turbidímetro, da marca Policontrol, com o intuito de comprovar a quebra do polímero de HPG no meio após sua quebra. Foram adicionados 5 mL de álcool em cada uma das amostras para precipitar o polímero no meio. Em seguida, o grau de turbidez foi medido com base em uma curva de calibraçao de concentraçao previamente conhecida (NTU).

2.6. Determinaçao da viscosidade aparente dos géis pós-quebra

As viscosidades aparentes dos géis submetidos a diferentes tipos e concentraçao de quebradores e temperatura foram determinadas em um viscosímetro rotativo da Fann Instrument Company, modelo 35 A, combinaçao de R1-B1 e mola de torçao F1. A análise reológica de cada gel foi realizada na rotaçao de 600 rpm e, posteriormente, a viscosidade aparente (VA) foram determinadas, conforme a norma API.

2.7. Parámetros Analisados

Foi utilizado um planejamento fatorial 33, com tres níveis e tres variáveis (mínimos (-1), intermediários (0) e máximos (+1)), como mostra a Tabela 2 para avaliar a interaçao dos parámetros utilizados (tipo de quebrador, concentraçao de quebrador e temperatura), tendo como variáveis de resposta: Perda de massa, turbidez e viscosidade aparente.

Para tratamento dos dados, o programa estatístico Statistica Software versäo 7.0 foi empregado para obtençao dos efeitos, diagrama de pareto e as superficies de respostas.

3RESULTADOS E DISCUSSÄO

A açao de diferentes quebradores foi avaliada em funçao da reduçao de massa polimérica dos géis å base de HPG quando submetido å diferentes temperaturas. As propriedades reológicas foram determinadas a fim de classificar o gel em totalmente quebrado, parcialmente quebrado e nao quebrado. Em paralelo, testes reológicos e de tubidez foram determinados com o intuito de associar a viscosidade e a turbidez do gel pós-quebra å eficiencia de quebra do sistema, tendo em vista que, de acordo com a literatura, para ser considerado um gel totalmente quebrado sua viscosidade nao pode ultrapassar o valor de 10 cP (ZAMORA et al., 2010).

2.8.3.1. Percentual de perda de massa dos géis reticulados

Inicialmente, foi realizado um estudo através dos gráficos de Pareto (Figura 1) para se observar a sensibilidade do percentual de perda de massa em relaçao aos intervalos de parámetros avaliados.

Um valor positivo ao lado da barra indica que, quanto maior o parámetro, maior o percentual de perda de massa. Por outro lado, um valor negativo indica que com um aumento do parámetro, ocorre uma diminuiçao no percentual de perda de massa. Os efeitos cujos retângulos estiverem å direita da linha divisória (p=0,05) sao estatisticamente significativos ao nivel de 95% de confiança sobre a resposta.

Os efeitos principais estatisticamente relevantes sao:

* Tipo de quebrador: o efeito foi significante, porém negativo, logo espera-se um incremento no percentual de perda de massa quando o HCl (-1) for utilizado.

* Temperatura: o efeito foi significante com sinal positivo, logo para o nível máximo de temperatura utilizado (100°C) tem-se um aumento no percentual de perda de massa.

A Figura 2 apresenta o percentual de perda de massa em funçao do tempo para os géis com diferentes concentraçöes de HCl submetidos as diferentes temperaturas (50°C, 75°C e 100°C).

De acordo com a Figura 2, percebe-se que houve uma reduçao na massa polimérica de 100% já nas primeiras horas em todas as concentraçöes de HCl 15% e em todas as temperaturas. Esse efeito pode ser explicado devido ao alto poder de dissociaçao em íons H+ e Cl" (pKa<1,0), o que certamente foi responsável por quebrar mais rapidamente o gel de HPG. Por outro lado, essa rápida perda de massa residual pode gerar alguns transtornos associados ao reservatório, causado, possivelmente, pela reaçao desse ácido com constituintes da formaçao promovendo a obstruçao sob a forma de incrustaçöes.

A Figura 3 apresenta o percentual de perda de massa em funçao do tempo para os géis com diferentes concentraçöes de Persulfato de amônia submetidos a diferentes temperaturas (50°C, 75°C e 100°C).

A associaçao do quebrador com a temperatura do meio representa um importante aspecto para avaliar sua eficiencia quanto ao percentual de perda de massa, conforme pode ser observado na Figura 3. A maioria das propriedades químicas do persulfato de amônio sao devidas ao ânion persulfato (S2O8) 2\ O ânion persulfato, que possui um potencial de reduçao de 2,01V, é um agente oxidante muito forte e capaz de degradar uma série de compostos orgánicos (CARVALHO, 2011), inclusive quebrar grande parte das estruturas reticuladas do HPG, promovendo assim a perda de massa. Essa reaçao produz amônia e sais sulfurosos que retornam a superficie junto com a água, o que pôde ser observado em virtude da reduçao do pH após a quebra dos géis reticulados.

A Figura 4 apresenta o percentual de perda de massa em funçao do tempo para os géis com diferentes concentraçoes de cloreto de cálcio submetidos as diferentes temperaturas (50°C, 75°C e 100°C).

De acordo com a Figura 4, nao houve reduçao significativa da massa residual usando diferentes concentraçoes do quebrador cloreto de cálcio em associaçao com as temperaturas 50°C (I) e 75°C (II). Em contrapartida na Figura 4 (III) é verificado um melhor desempenho desse sistema, mostrando um aumento na perda de massa.

O cloreto de cálcio nao obteve um bom desempenho como quebrador provavelmente por ser uma substância fortemente higroscópica, ou seja, nao degrada o polímero mas interage com a fraçao aquosa do gel de fraturamento.

3.2. Comportamento reológico pós-quebra dos géis

A Figura 5 mostra o diagrama de Pareto para se observar a sensibilidade das propriedades reológicas em relaçao aos intervalos dos parámetros avaliados.

De acordo com a Figura 5, os principais efeitos estatisticamente relevantes sao:

* Tipo de quebrador: o efeito foi significante com sinal positivo, logo espera-se um aumento na viscosidade aparente quando o CaCl2 (+1) for utilizado, esse efeito se deve a precipitaçao do polímero pela presença do íon Ca2+.

* Temperatura: o efeito foi significante, porém negativo, logo, como era esperado, para maiores temperaturas (100°C) tem-se uma reduçao da viscosidade aparente dos géis, esse efeito se deve ao aumento da energia interna do sistema, reduzindo o atrito entre elas e favorecendo a reduçao da viscosidade.

A Figura 6 mostra a viscosidade aparente (cP) em funçao da concentraçao de quebrador para os sistemas contendo HCl (I), persulfato de amônia (II) e CaCl2 (III) a temperatura de 50°C, 75°C e 100° C.

De acordo com Zamora e colaboradores (2010), a quebra completa dos géis, refere-se a um fenómeno no qual a viscosidade de um gel é reduzida até tal nível que o gel possa ser expelido da formaçao pelo fluxo de fluidos formados ou que possa ser recuperado por operaçao de pistoneio (swabbing). Em laboratório, um gel linear completamente quebrado é aquele cuja viscosidade é aproximadamente 10 cP ou menos, conforme medida em viscosímetro modelo 35 Fann equipado com rotor R1B1.

De acordo com a Figura 6 percebe-se tres comportamentos distintos para cada quebrador utilizado. A Figura 6 (I) apresenta uma reduçao da viscosidade em todas as temperaturas utilizadas, onde é possível observar que todos os géis foram completamente quebrados (viscosidade aparente menor que 10cP), esse efeito se deve ao HCl 15% promover uma forte interaçao dos íons presentes com os sitios ativos do gel reticulado, causando, portanto, uma reduçao no volume hidrodinámico da molécula e assim a reduçao de viscosidade.

De acordo com a Figura 6 (II) nao houve variaçöes significativas de viscosidade aparente com o aumento da concentraçao de persulfato de amónia e da temperatura na faixa estudada. A concentraçao com 5% de perssulfato de amónia foi suficiente para reduzir a viscosidade em limites aceitáveis considerados de "quebra". O persulfato de amônio se reduz a ânion persulfato (S2O8) 2', o qual é responsável por produzir "radicais livres" que atacam e degradam o polímero. De acordo com a literatura, existem 18 locais potenciais para uma reaçao de radicais livres em uma única unidade de repetiçao de guar (cerca de 66.600 moléculas por sitios oxidáveis), o que torna essa reaçao um verdadeiro processo catalítico.

Por último, a Figura 6 (III) mostra um aumento da viscosidade aparente com o aumento da concentraçao de CaCh, esse efeito se deve ao fato da presença do íon cálcio, na mistura, ser responsável por promover uma maior interaçao com as cadeias dos polímeros presentes nos géis, através do aumento das interaçöes hidrofóbicas, dando origem a estruturas mais organizadas e rígidas, ocasionando um incremento na viscosidade aparente, em paralelo, os cátions Ca2+ sao responsáveis por promover precipitaçao do polímero no meio, o que certamente, contribuirá para o aumento de viscosidade do sistema.

3.3 Avaliaçao da Turbidez

A fim de comprovar a quebra do polímero HPG no meio, foram realizados testes de turbidez, onde foi possível avaliar quantitativamente o percentual de polímero no meio, onde a adiçao de álcool etílico (5 ml) foi utilizado para promover a precipitaçao e assim a turbidez do meio (NTU). A Figura 7 mostra o diagrama de Pareto para se observar a sensibilidade da turbidez em relaçao aos intervalos dos parámetros avaliados.

De acordo com a Figura 7, o principal efeito estatisticamente mais relevante foi o tipo de quebrador, com sinal positivo, logo espera-se um aumento na turbidez quando o CaCl2 (+1) for utilizado, esse efeito pode ser explicado pela dificuldade deste em degradar o polímero, em virtude da interaçao com a fraçao aquosa do gel.

A Figura 8 mostra a turbidez (NTU) em funçao da concentraçao de cada quebrador e das diferentes temperaturas.

De acordo com a Figura 8 (I), é observada uma alta turbidez no sistema contendo HCl, esse efeito pode ser explicado devido a este apesar de quebrar facilmente os géis em todas as concentraçöes e temperaturas, deixa uma grande quantidade de polímero insolúvel no meio devido å quebra ocorrer em diferentes pontos da cadeia do polímero, acarretando, portanto, um aumento no dano a formaçao.

Na Figura 8 (II) percebe-se uma menor turbidez devido a menor quantidade de fraçöes de polímero no meio, esse efeito se deve a presença do ânion persulfato (S2O8)'2, visto que este é considerado um agente oxidante muito forte e capaz de degradar uma série de compostos orgánicos e å quebra ocorrer exatamente em pontos específicos da cadeia do HPG, o que certamente favorecerá uma uniforme distribuiçao de massa molar (LATIMER, 1952).

Em paralelo, o sistema utilizando o cloreto de cálcio (Figura 8 (III)) apresentou um maior percentual de polímero no meio, o que corrobora, portanto, com os dados de viscosidade aparente do gel pós-quebra. Esse quebrador funcionou mais como um agente de precipitaçao do que propriamente como um quebrador, mostrando que sua eficiencia de quebra está associada a temperatura e sua concentraçao no meio.

4 CONCLUSOES

* No que diz respeito a interaçao temperatura e tipo de quebrador as maiores perdas de massa foram observadas com a maior temperatura estudada (100°C) para os quebradores HCl e Persulfato de amônia.

* Portanto, podemos afirmar com base em todas as informaçöes contidas no presente trabalho que o HCl 15% utilizado como quebrador, apesar de promover a quebra completa do gel acaba gerando alguns transtornos associados ao reservatório, podendo promover obstruçöes e acarretando um aumento no dano a formaçao. O cloreto de cálcio funcionou mais como um agente de precipitaçao do que propriamente como um quebrador. Assim, o persulfato de amônia, devido suas propriedades químicas já citadas foi o quebrador mais eficiente que poderá ser usado no processo de fraturamento hidráulico.

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